轉油站工藝及運行參數優化分析

謝正芳（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

大慶外圍油田采油區塊具有低滲透、低產、分散等特點，且距原油脫水站較遠，為了減少占地面積，降低建設成本，某轉油站采用分離、加熱、沉降、緩沖“四合一”多功能組合裝置（以下稱為四合一）處理油井來液。隨著站外油井措施增產和站內運行年限延長，使得站內處理工藝、運行參數、伴生氣處理等出現了不適應，四合一淤泥沉積、煙火管外壁結垢使得加熱效率降低[1]。針對以上問題，通過調整已建四合一運行模式、新建摻水爐，摸索低溫集輸等措施優化處理工藝和運行參數，并及時對四合一清淤、煙火管外壁除垢，保證集輸管道安全、經濟運行，降低運行成本，達到提質增效目的。

1 優化處理工藝

某轉油站站外采用“一摻多回”大環摻水集油流程、站內采用四合一處理工藝，即站外油井來液經四合一分離、沉降、緩沖、加熱處理后，分離出的含水油外輸到下游脫水站，分離出的含油污水回摻至油井集油，分離出的伴生氣供站內自耗。該站至今已運行13 年，隨著站外64 口油井采取措施增產，站內處理液量由3 100 t/d 提高到3 990 t/d，為了滿足各環節安全、經濟、高效運行，對站內處理工藝以及運行參數進行優化調整。

1.1 四合一運行由串聯調整為并聯

轉油站摻水溫度冬季、夏季分別為70 ℃、65 ℃，含水油外輸出站溫度冬季、夏季分別為55 ℃、50 ℃，含水油外輸溫度與摻水溫度相差大，四合一采用“串聯運行、梯度加熱”處理模式，即站外油井來液首先進入A 型四合一進行油、氣、水三相分離，A 型四合一加熱僅保證含水油外輸溫度需求，分離出的含油污水進入B 型四合一進一步加熱到摻水溫度，再增壓計量后回摻至集油系統，分離出的伴生氣用于站內自耗。

由于部分油井措施增產，為了提高站內處理能力，滿足增產后站外油井來液的處理需求，將四合一運行模式調整為并聯運行，油井來液同時進入A型、B 型四合一進行處理、加熱，使站內處理能力由3 200 t/d 提高至4 800 t/d，并無需擴建四合一，節省建設投資270 萬元。

1.2 閑置加熱盤管有效利用

四合一調整運行模式后，既要滿足外輸溫度要求，也要達到油井集輸摻水溫度需求，處理后的外輸溫度與摻水溫度基本一致[2-3]。因此，為了降低能耗，調整四合一溫度滿足溫度較低的外輸溫度要求，利用閑置外輸爐對溫度要求較高的摻水量進行梯度升溫。該轉油站已建1.4 MW 雙盤管加熱爐2臺，其中1 套盤管（0.8 MW/臺）用于采暖加熱，另1 套設計壓力4.0 MPa 盤管（0.6 MW/臺）閑置。因此將分離出的含油污水進入閑置外輸盤管進一步加熱保證摻水溫度，摻水系統串聯閑置加熱盤管運行參數見表1。

表1 摻水系統串聯閑置加熱盤管運行參數

1.3 新建摻水爐

由于已建閑置加熱爐加熱負荷有限，冬季仍需提高四合一運行溫度才能滿足站外集油溫度需求，從而導致外輸溫度仍然超溫運行，既增加能耗、也影響外輸計量準確度[4]。因此，增設轉油站摻水加熱爐，提高加熱負荷，轉油站新建摻水爐工藝流程見圖1。四合一加熱至含水油外輸溫度，分離出的含油污水再進入新建摻水爐加熱到摻水溫度，解決了四合一“串聯運行、梯度加熱”密閉處理工藝現場管理難度，含水油外輸出站溫度降低了15 ℃，節省天然氣消耗1 100 m3/d， 節省運行費用0.18 萬 元/d。

圖1 轉油站新建摻水爐工藝流程

轉油站采用氣水分離聯合裝置對伴生氣進行處理，即低溫分離法，將分離出的伴生氣先通過U 型冷卻器“充分冷卻”再進入氣水分離器進行“氣液分離”，將伴生氣中的水份和輕烴等分離出來[5]。降低四合一運行溫度同時降低分離出的伴生氣溫度，在夏季有利于天然氣中水分和輕質組分的分離，夏季清理燃燒器火嘴堵塞頻率由8 次減少至3 次，減少了5 次，廠家清理一次加熱爐燃燒器火嘴約為900 元/次，該轉油站有加熱爐5 臺，夏季可節約維修費用2.25 萬元。

2 優化運行參數

轉油站站外采用“一摻多回”大環摻水集油流程，即：轉油站與摻水閥組間之間建設一條總摻水管道，每座摻水間建設多條摻水管道，將各環所轄井的井口采出液通過摻水集油管道串接，最終集油環回至轉油站。已建摻水間5 座，管轄油井388口，組成17 個摻水集油環，油井采出液含水85%，冬季、夏季摻水出站溫度分別為70 ℃、65 ℃，摻水量分別為116.8 m3/h、87.1 m3/h，各環進站溫度38～45 ℃（原油凝固點為38 ℃）。

高含水原油的失流點比純油的凝固點低2～4 ℃，說明對于高含水原油體系有利于低溫集輸[6-7]； 根據《大慶油田地面建設設計規定》 Q/SYDQ0639 規定，含水原油進轉油站溫度宜為凝固點，該轉油站有10 個集油環回油進站溫度（40～45 ℃）高于凝固點。

冬季摻水出站溫度低于70 ℃，1#和3#摻水間單環摻水壓力與摻水匯管壓力持平，所轄摻水集油環摻水難，出現堵環；因此保證摻水出站溫度70 ℃，降低2#、4#、5#摻水間及轉油站自帶摻水集油環的摻水量，使各環凝固點進站，總摻水量由116.8 m3/h 降至103.4 m3/h，降低了13.4 m3/h，節省天然氣1 430 m3/d，節省耗電386 kWh/d，節省運行費用0.26 萬元/d。

夏季摻水出站溫度65 ℃，控制各環凝固點進站，總摻水量由87.1 m3/h 降至為76.2 m3/h，降低了10.9 m3/h，節省天然氣990 m3/d，節省耗電314 kWh/d，節省運行費用0.18 萬元/d。摻水集油環低溫集輸運行數據見表2。

3 加強生產管理

四合一的加熱沉降分離緩沖段類似火筒式加熱爐，四合一工作過程見圖2，通過燃料在火管內燃燒，利用火管和煙管的金屬壁向殼體內油水介質傳遞熱量[8]?；鸸芄鼙跍囟仍礁?，其外表面結垢速度越快，在油水界面以下（水相為主）火管和部分煙管結垢嚴重，降低了加熱效率使得火管近火焰處上部局部過熱，金屬長期過熱發生組織損傷以及高溫蠕變，產生鼓包變形[9-11]，該轉油站3 臺四合一自投產以來，每臺四合一煙火管每兩年均因被燒漏需要更換1 次；同時油水界面以上（油相為主）的煙管段不易結垢且煙管溫度高，進而使四合一含水油出口溫度高于水出口溫度5 ℃左右。

圖2 四合一工作過程

根據GB/T 31453—2015《油田生產系統節能監測規范》中的規定，對于在1.25～2.00 MW 額定容量的加熱爐，節能監測合格指標為排煙溫度≤200 ℃、空氣系數≤1.8、熱效率≥80%。通過監測，該轉油站1#、2#、3#四合一加熱效率為分別為77.52%、75.03%、76.90%。分析原因是四合一煙火管在沉降分離段加熱，由于淤泥沉積、煙火管外壁結垢，降低了煙火管與被加熱介質換熱效率，排煙溫度高，排煙熱損失較大。

因此采取每3 個月對四合一清淤1 次、煙管火管除垢一次的措施，措施前后四合一加熱效率監測數據見表3，1#、2#、3#四合一加熱效率分別上升到87.10%、88.05%、85.98%，平均提高了10.56%，冬季節省天然氣1 250 m3/d，節省運行費用0.21萬元/d，夏季節省天然氣1 170 m3/d，節省運行費用為0.19 萬 元/d。

表3 措施前后四合一加熱效率監測數據

4 結論及認識

1）優化處理工藝，四合一加熱至含水油外輸溫度，分離出的含油污水通過新建摻水爐再次升溫至70 ℃或65 ℃，同時保證了摻水集油環、含水油外輸管道安全經濟運行。

2） 控制摻水量使得摻水集油環凝固點進站，降低含水油外輸出站溫度，提高四合一加熱效率，冬季節省運行費用0.65 萬元/d，夏季節省運行費用0.55 萬元/d。

3）分離出的伴生氣溫度降低，有利于夏季天然氣中水分和輕質組分的分離，每臺加熱爐全自動燃燒器火嘴堵塞頻次減少了62.5%，夏季節省燃燒器維修費用2.25 萬元。

4） 四合一定期清淤清垢，減少了排煙熱損失，四合一加熱效率提高了10.56%。